天然氣調峰價格

㈠ 長沙新奧燃氣多少錢一立方

截止至2020年1月，月用氣量32.5立方米及以下的為現行價格。

按照滿足不同用氣需求，將居民用氣量分為三檔，其中：第一檔氣量，為年用氣量390立方米（含本數），即月用氣量32.5立方米及以下的；第二檔氣量，為年用氣量390立方米以上至600立方米（含本數），即月用氣量32.5立方米以上至50立方米（含本數）的。

第三檔氣量，為年用氣量600立方米以上的，即月用氣量50立方米以上的。抄表用戶以實際用氣量為計量依據，卡表用戶以購氣量為計量依據，用戶用氣量或購氣量超過第一檔氣量時，燃氣公司應及時告知和提醒用戶。

(1)天然氣調峰價格擴展閱讀：

天然氣階梯價格的相關要求規定：

1、對確因家庭人口眾多(五口人及以上)且天然氣沒有用於取暖及商業用途的，可持戶口本、暫住證和居住地社區證明到城市燃氣公司營業網點申報，經燃氣公司核實確認後，每增加一口人增加第一檔用氣量60立方米/年，超出部分執行第二檔氣價。

2、對學校、養老福利機構(經民政部門批准設置的)等執行居民氣價的非居民用戶，暫不實行階梯氣價，氣價水平按當地居民第一檔、第二檔氣價平均水平，即現行居民生活用氣價格的1.1倍執行。

3、居民生活用天然氣實施階梯價格管理後增加的價差收入主要用於彌補居民生活用天然氣成本、氣源不足時購買LNG的價差、建設儲氣調峰設施和用於彌補「戶表」改造經費不足。

㈡ 各地出現天然氣供需不足，是什麼原因導致的

但今年由於南方天氣比往年要冷，本身南方沒有供暖，居民要想取暖只能通過空調、燃氣採暖爐等來進行，所以氣量調撥北方後就造成南方城市就出現了用氣緊張，諸如長沙等城市因為縮減CNG計程車氣量導致計程車加氣都排起了長隊。

另外，由於天氣原因，造成北方如曹妃甸港口的LNG貨輪不能及時到港進行氣化，進而導致LNG氣價一路飛漲。

天然氣的供需不足主要是集中在今冬明春，實際煤改氣用戶要遠大於政府要求用戶數量，所以才導致了天然氣的供需出現不足。

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㈢ 天然氣調峰值怎麼算

請詳細告知,是什麼樣的天然氣調峰值.
即需要告知調峰的邊界條件：
1。用戶組合情況及用氣負荷情況是什麼樣的；
2。天然氣儲配的組合情況；
3。調峰策略；

㈣ 中國1-8月份天然氣進口同比下降10.2%！價格下降與什麼有關

價格下降與進出口情況有關！就好像現在與俄羅斯進口天然氣，他給個好價，那麼就價格就同比下降了！

我覺得繼續降價是十拿九穩，說降價其實更准確的說法應該是價格微調、只是低頭向下而已。一般家庭每年的暖氣費在2000-3000左右，價格微調每年暖氣費正常也少不了多少。

再過些時間就又到供暖季了，這兩年老舊小區改造增加供暖設施，給長年居住的老年人帶來了過暖冬的希望。

但18℃的標准對老年人、小孩等群體還是有些低，更有甚至不達標的荒唐事情年年發生。對於年輕人來說剛好不感覺到涼就行。但不管怎麼樣，民生工程不是小事，歡呼百姓冷暖。我們希望今年西安的供暖達標溫度能再高一點，讓西安人的心再暖一些。

㈤ 液化天然氣的發展概況

1941 年在美國克利夫蘭建成了世界第一套工業規模的LNG裝置，液化能力為 8500 m3 /d 。從 60 年代開始， LNG 工業得到了迅猛發展，規模越來越大，基本負荷型液化能力在 2.5 × 104 m3 /d 。各國投產的 LNG 裝置已達 160 多套， LNG 出口總量已超過 46.18 × 106 t/a 。
天然氣的主要成分是甲烷，甲烷的常壓沸點是 -16 1 ℃ ，臨界溫度為 -84 ℃ ，臨界壓力為 4.1MPa 。 LNG 是液化天然氣的簡稱，它是天然氣經過凈化（脫水、脫烴、脫酸性氣體）後[4]，採用節流、膨脹和外加冷源製冷的工藝使甲烷變成液體而形成的[5]。 中國天然氣貿易的發展，不但反映了世界天然氣市場格局的變化，而且正在為世界天然氣市場注入新的活力。
2011年中國天然氣產量首次突破1000億立方米，達到1011.8億立方米，同比增長6.4%。2012年前8個月產量累計達到697.7萬噸，同比增長5.4%。天然氣管道建設也如火如荼。2011年全國新增天然氣長輸管道里程超過5000公里，全國干、支線天然氣管道總長度超過5萬公里。2013年10月16日，西氣東輸三線工程在北京、新疆和福建三地同時開工，沿線經10個省區，總長度7378公里，設計年輸氣量300億立方米。
液化天然氣則隨著海上液化天然氣進口量的不斷增加以及陸上液化天然氣液化工廠的建設，國內資源供應得到了保障。2011年我國進口液化天然氣1221.5萬噸(約合171億立方米)，約為上年進口量的1.3倍。我國海上液化天然氣進口量今後將會逐年增加，2015年有望達到4000萬噸，年均復合增長率超過30%。 2013年11月22日俄羅斯國家杜馬通過一項法律允許俄液化天然氣出口自由化，這項法律將打破多年來液化天然氣出口由俄羅斯天然氣工業股份公司壟斷的局面。
上述法律自2013年12月1日起生效。按照規定，俄羅斯將有兩類能源公司獲得液化天然氣出口權。持有2013年1月1日前頒發的聯邦礦產資源開采許可證，並被允許建立液化天然氣工廠，或將開采出的天然氣用於生產天然氣的公司。此外，擁有包括黑海和亞速海在內的內海、領海及大陸架礦產資源開采權，並將開采出的天然氣或按產品分成協議獲得的天然氣進行液化，國有資本超過50%的公司。
根據該法，俄工業貿易部將頒發液化天然氣許可證的權力轉交給能源部。天然氣出口商將向俄能源部提供按俄政府規定的程序出口天然氣的信息，此舉是為了協調液化天然氣出口，避免在俄出口商之間形成競爭。
俄政府希望，液化天然氣出口自由化將有助於提高俄在世界天然氣市場的份額，保持天然氣價格穩定。
2013年前10個月，俄天然氣出口量為1633．53億立方米，其中遠距離出口量同比增長17．7%，為1098．71億立方米；近距離出口量同比下降16%，為416．63億立方米。此外，前10個月出口至亞太地區的液化天然氣同比略降1．6%，為118．15億立方米。 中國三大國有石油公司之一的中國海洋石油總公司(China National Offshore Oil Corp., 簡稱∶中海油集團)正發行10年期美元計價債券，初步指導息率為同期美國國債加約210點子。今次是該集團首次在國際市場上發債集資，以作為其投資澳大利亞昆士蘭Curtis液化天然氣(liquefied natural gas 簡稱∶LNG)項目之用。
銷售文件沒有顯示具體發債金額，僅稱為基準規模。在美元債市場，基準規模一般指5億美元或以上。
中海油集團是中央特大型國有企業，也是中國最大的海上油氣生產商，總部設在北京。主要業務包括油氣勘探開發、專業技術服務、煉化銷售及化肥、天然氣及發電、金融服務、新能源等六大業務板塊。
該集團是在香港上市的中國海洋石油有限公司(CNOOC Ltd.,0883.HKCEO 簡稱∶中海油)的母公司，上市的中海油曾在國際債券市場多次發債，在今年5月初剛發行了40億美元、四檔不同年期的美元債，但中海油集團則是首次在海外發債。
銷售文件顯示，今次發債由中海油集團旗下全資附屬公司CNOOC Curtis Funding No. 1 Pty Ltd擔任發債體，由中海油集團提供擔保。有關債券獲穆迪(Moody's)初步Aa3及標准普爾(Standard & Poor's)初步AA-評級，並計劃於香港聯合交易所上市。
文件顯示，中海油集團計劃把今次發債集資所得，用於旗下CNOOC (AUS) Investment或子公司的一般企業用途，當中部分將用作收購Curtis液化天然氣項目之用。
中海油集團在5月時與英國石油公司(BP PLC, BP.LN)簽訂一項19.3億美元的約束性協議，以取得Curtis液化天然氣項目的40%權益，令其總權益由10%增至50%，協議還包括一個20年的供應合約。
銷售文件顯示，中國銀行(Bank of China)、高盛(Goldman Sachs)、摩根大通(JP Morgan)及瑞銀(UBS)擔任今次發債的聯席全球協調人，該4間投行，連同工銀國際(ICBC International)、建銀國際(CCB International)、農銀國際(ABC Internaitonal)、交銀國際(BOCOM International)，擔任今次發債的聯席賬簿管理人及聯席牽頭經辦人，預計最快於今天內定價。 2.1 國外研究現狀
現在世界能源生產總量中，天然氣已佔到1/3，並有可能在不遠的將來逐步將現時廣受歡迎的石油和煤炭擠到次要地位。2020年前，天然氣在世界能源需求中的比例將會達到45%-50%。目前，世界天然氣年需求量超過2.5×10m，進入國際貿易的為(6250-6500)×l0m，而其中以LNG方式出售的約佔33%。據第20屆世界天然氣大會和相關資料預測，2030年前，世界天然氣的潛在需求將增加到4×10m，液化天然氣歷來是一種細分市場產品。它的消耗量正以每年10%的速度增長，全球液化天然氣需求將從2010年的2.18億噸增至2015年的3.1億噸，到2020年可達到4.1億噸。2011年上半年，液化天然氣需求同比增長8.5%，全年增長12%，主要是受來自於日本、英國和印度新增需求，以及韓國傳統買家需求增長的刺激。預計到2015年，我國天然氣供應結構為國產氣1700億立方米，凈進口900億立方米，天然氣消費量將達到2600億立方米，佔一次能源消費中的比重則將從目前的4%上升至7%至8%。2011年中國天然氣的消費量為1313億立方米，屆時天然氣佔一次性能源的消費比例可能將提升至10%至15%。
近年來，隨著世界天然氣產業的迅猛發展，LNG已成為國際天然氣貿易的重要部分。與十年前相比，世界LNG貿易量增長了一倍，出現強勁的增長勢頭。據預測，2012年國際市場上LNG的貿易量將佔到天然氣總貿易量的36%，到2020年將達到天然氣貿易量的40%，占天然氣消費量的15%。
國外的液化裝置規模大、工藝復雜、設備多、投資高，基本都採用階式製冷和混合冷劑製冷工藝，目兩種類型的裝置都在運行，新投產設計的主要是混合冷劑製冷工藝，研究的主要目的在於降低液化能耗。製冷工藝從階式製冷改進到混合冷劑製冷循環，目前有報道又有 C Ⅱ -2 新工藝[6]，該工藝既具有純組分循環的優點，如簡單、無相分離和易於控制，又有混合冷劑製冷循環的優點，如天然氣和製冷劑製冷溫位配合較好、功效高、設備少等優點。
法國Axens 公司與法國石油研究所 (IFP) 合作，共同開發的一種先進的天然氣液化新工藝—— Liquefin 首次工業化，該工藝為 LNG 市場奠定了基礎。其生產能力較通用的方法高 15%-20% ，生產成本低 25% 。使用 Liquefin 法之後，每單元液化裝置產量可達 600 × 104 t/y 以上。採用 Liquefin 工藝生產 LNG 的費用每噸可降低 25% [7] 。該工藝的主要優點是使用了翅片式換熱器和熱力學優化後的工藝，可建設超大容量的液化裝置。 Axens 已經給美國、歐洲、亞洲等幾個主要地區提出使用該工藝的建議，並正在進行前期設計和可行性研究。 IFP 和 Axens 開發的 Liquefin 工藝的安全、環保、實用及創新特點最近已被世界認可，該工藝獲得了化學工程師學會授予的「工程優秀獎」 [8] 。
美國德克薩斯大學工程實驗站，開發了一種新型天然氣液化的技術—— GTL 技術已申請專利。該技術比目前開發的 GTL 技術更適用於小規模裝置，可加工 30.5 × 104 m3 /d 的天然氣。該實驗站的 GTL 已許可給合成燃料(Synfuels) 公司。該公司在 A & M 大學校園附近建立了一套 GTL 中試裝置，目前正在進行經濟性模擬分析。新工藝比現有技術簡單的多，不需要合成氣，除了發電之外，也不需要使用氧氣。其經濟性、規模和生產方面都不同於普通的費托 GTL 工藝。第一套工業裝置可能在 2004 年上半年建成[9]。
2.2 國內研究現狀
早在20世紀 60 年代，國家科委就制訂了 LNG 發展規劃， 60 年代中期完成了工業性試驗，四川石油管理局威遠化工廠擁有國內最早的天然氣深冷分離及液化的工業生產裝置，除生產 He 外，還生產 LNG 。 1991 年該廠為航天部提供 30tLNG 作為火箭試驗燃料。與國外情況不同的是，國內天然氣液化的研究都是以小型液化工藝為目標，有關這方面的文獻發表較多[10]，以下就國內現有的天然氣液化裝置工藝作簡單介紹。
2011年，我國液化天然氣行業市場銷售CRN值約為80%，其中中石油、中石化、中海油三大國企的比重達到近六成，銷售地區主要集中在天津、山東、廣東、新疆、陝西等地。在LNG進口方面，截至2011年底，中國共投運LNG接收站5座，接收能力合計達1580萬噸/年；到2014年全部建成後，中國LNG接收能力將達3380萬噸/年。我國天然氣地質資源量估計超過38萬億立方米，可采儲量前景看好，按國際通用口徑，預計可采儲量7-10萬億立方米，可采95年，在世界上屬資源比較豐富的國家。陸上資源主要集中在四川盆地、陝甘寧地區、塔里木盆地和青海，海上資源集中在南海和東海。此外，在渤海、華北等地區還有部分資源可利用。由於資源勘探後，未能有效利用，以及政策不配套，造成用氣結構不合理，都在一定程度上制約了我國天然氣工業的健康發展。但是，隨著我國的社會進步和經濟發展，天然氣成為主要能源將是一個必然的趨勢。
2.2.1 四川液化天然氣裝置
由中國科學院北京科陽氣體液化技術聯合公司與四川簡陽市科陽低溫設備公司合作研製的 300l/h 天然氣液化裝置，是用 LNG 作為工業和民用氣調峰和以氣代油的示範工程。該裝置於 1992 年建成，為 LNG汽車研究提供 LNG 。
該裝置充分利用天然氣自身的壓力，採用氣體透平膨脹機製冷使天然氣液化，用於民用天然氣調峰或生產 LNG ，工藝流程合理，採用氣體透平膨脹機，技術較先進。該裝置基本不消耗水、電，屬節能工程，但液化率很低，約 10% 左右，這是與它的設計原則一致的。
2.2.2 吉林油田液化天然氣裝置
由吉林油田、中國石油天然氣總公司和中科院低溫中心聯合開發研製的 500l/h 撬裝式工業試驗裝置於 1996 年 12 月整體試車成功，該裝置採用以氮氣為冷劑的膨脹機循環工藝，整個裝置由 10 個撬塊組成，全部設備國產化 [11]。
該裝置採用氣體軸承透平膨脹機；國產分子篩深度脫除天然氣中的水和 CO2 ，工藝流程簡單，採用撬裝結構，符合小型裝置的特點。採用純氮作為製冷工質，功耗比採用冷劑的膨脹機循環要高。沒有充分利用天然氣自身壓力，將天然氣在中壓下（ 5.0MPa 左右）液化（較高壓力下液化既可提高氮氣的製冷溫度，又可減少製冷負荷），因此該裝置功耗大。
2.2.3 陝北氣田液化天然氣
1999 年 1 月建成投運的 2 × 104 m3 /d 「陝北氣田 LNG 示範工程」是發展我國 LNG 工業的先導工程，也是我國第一座小型 LNG 工業化裝置。該裝置採用天然氣膨脹製冷循環，低溫甲醇洗和分子篩乾燥聯合進行原料氣凈化，氣波製冷機和透平膨脹機聯合進行低溫製冷，燃氣機作為循環壓縮機的動力源，利用燃氣發動機的尾氣作為加熱分子篩再生氣的熱源。該裝置設備全部國產化。裝置的成功投運為我國在邊遠油氣田上利用天然氣生產 LNG 提供了經驗[12]。
2.2.4 中原油田液化天然氣裝置
中原油田曾經建設了我國最大的 LNG 裝置，原料氣規模為 26.6 5 × 104 m3 /d 、液化能力為 1 0 × 104 m3 /d 、儲存能力為 1200 m3 、液化率為 37.5%[13]。目前，在充分吸取國外先進工藝技術的基礎上，結合國內、國外有關設備的情況，主要針對自身氣源特點，又研究出 LNG 工藝技術方案 [14] 。該工藝流程採用常用的分子篩吸附法脫水，液化工藝選用丙烷預冷 +乙烯預冷 + 節流。
裝置在原料氣量 30× 104 m3 /d 時，收率高達 51.4% ，能耗為 0.13 Kwh/Nm3 。其優點在於各製冷系統相對獨立，可靠性、靈活性好。但是工藝相對較復雜，須兩種製冷介質和循環，設備投資高。由於該廠充分利用了油田氣井天然氣的壓力能，所以液化成本低。
2.2.5 天津大學的小型液化天然氣裝置
小型 LNG 裝置與大型裝置相比，不僅具有原料優勢、市場優勢而且投資低、可搬遷、靈活性大[15]。 LNG 裝置主要是用胺基溶劑系統對天然氣進行預處理，脫除 CO2 等雜質；分子篩脫水；液化幾個步驟。裝置採用單級混合製冷系統；閉合環路製冷循環用壓縮機壓縮製冷劑。單級混合製冷劑工藝操作簡便、效率高，適用於小型 LNG 裝置。
壓縮機的驅動機可用燃氣輪機或電動馬達。電價低的地區可優先考慮電動馬達（成本低、維修簡單）。在燃料氣價格低的地區，燃氣透平將是更好的選擇方案。經濟評估結果表明，採用燃氣輪機驅動機的液化裝置，投資費要比選用電動馬達高出 200 萬~ 400 萬美元。據對一套 15 × 106ft 3 /d 液化裝置進行的成本估算，調峰用的 LNG 項目儲罐容積為 10 萬 m3 ，而用於車用燃料的 LNG 項目僅需 700m3 儲罐，導致最終調峰用的 LNG 成本為 2.03 ~ 2.11 美元 /1000ft3 ，而車用 LNG 成本僅 0.98 ~ 0.99 美元 /1000 ft3 。
2.2.6 西南石油大學液化新工藝
該工藝日處理 3.0 × 104 m3 天然氣，主要由原料氣 （ CH4 : 95.28% ， CO2 :2.9% ） 脫 CO2 、脫水、丙烷預冷、氣波製冷機製冷和循環壓縮等系統組成。 以 SRK 狀態方程作為基礎模型，開發了天然氣液化工藝軟體。 天然氣壓縮機的動力採用天然氣發動機，小負荷電設備用天然氣發電機組供電，解決了邊遠地區無電或電力緊張的難題。由於邊遠地區無集輸管線可利用，將未能液化的天然氣循環壓縮，以提高整套裝置的天然氣液化率。
裝置採用一乙醇胺法（ MK-4 ）脫除 CO2 。由於處理量小，脫二氧化碳的吸收塔和再生塔應採用高效填料塔 [16] 。由於混合製冷劑，國內沒有成熟的技術和設計、運行管理經驗，儀表控制系統較復雜。同時考慮到原料氣中甲烷含量高，有壓力能可以利用。故採用天然氣直接膨脹製冷作為天然氣液化循環工藝[17]。氣波製冷屬於等熵膨脹過程，氣波製冷機是在熱分離機的基礎上，運用氣體波運動的理論研製的。在結構上吸收了熱分離機的一些優點，同時增加了微波吸收腔這一關鍵裝置，在原理上與熱分離機存在明顯不同，更加有效地利用氣體的壓力，提高了製冷效率。
2.2.7 哈爾濱燃氣工程設計研究院與哈爾濱工業大學
LNG 系統主要包括天然氣預處理、天然氣的低溫液化、天然氣的低溫儲存及天然氣的氣化和輸出等[18]。經過處理的天然氣通過一個多級單混冷凝過程被液化，製冷壓縮機是由天然氣發動機驅動。 LNG 儲罐為一個雙金屬壁的絕熱罐，內罐和外罐分別是由鎳鋼和碳鋼製成 [19] 。
循環氣體壓縮機一般採用天然氣驅動，可節省運行費用而使投資快速收回。壓縮機一般採用非潤滑式特殊設計，以避免天然氣被潤滑油污染[20]。採用裝有電子速度控制系統的透平，而且新型透平的最後幾級葉片用鑽合金製造，改善了機械運轉。安裝於透平壓縮機上的新型離合器是撓性的，它們的可靠性比較高，還可以調整間隙。

㈥ 液化天然氣漲價300%，是何緣故導致

天然氣價格近期出現暴漲。對此，中國石油大學教授劉毅軍表示，出現天然氣價格暴漲，一方面是因為對天然氣市場供需狀況缺乏足夠認識，准備不足；另一方面是由於經濟回升，工業用氣增幅較大，這是造成天然氣供給不足的一個深層次原因。

“還有一個原因是下游用戶的心理預期在起作用，為保障入冬後維持正常生產，提前加大了天然氣的采購力度，以儲備過冬，這在一定程度上加劇了天然氣的供需矛盾。”劉毅軍說。

劉廣彬對經濟觀察網說，液化天然氣工廠所需原料除受限量外，“三桶油”還提升了部分價格。現在市場出現供不應求，成本上漲的費用自然就會轉移到下游用戶，價格自然會出現暴漲，但這種暴漲局面不會維持很久。

此外，在國家能源局原副局長張玉清看來，今冬天然氣供應不足首先是由於天然氣儲氣調峰應急能力建設滯後，工業企業以及民用天然氣需求量的急劇增加也遠超預期，而且上游天然氣生產原料減供也加劇了天然氣供應緊張。他預計未來國內天然氣的消費仍將持續增長。

㈦ 天然氣調峰

城市天然氣有用氣的時間變化性，調峰的意義在於保證用氣高峰時的管道壓力。
主要調峰方式有高壓球罐儲氣，地下井儲氣，直接利用管道儲氣等等。
我在沿海地區，沿海地區常採用液化天然氣調峰，這樣可以減少儲氣設備投資，當然如果採用液化天然氣作為主氣源的話還要考慮供應量不足時的應急氣源問題

㈧ 洪通燃氣最低價和最高價從技術方面分析洪通燃氣洪通燃氣最近一年幾次漲停

近期天然氣價格持續增加，北方馬上就要到需要供暖的季節，投資者對這些股票十分上心。洪通燃氣這只股票如何，有投資價值嗎，今天學姐就給大家詳細分析分析。文章開始之前，我專門准備了一份燃氣水務行業龍頭股名單，趕快點鏈接看看：寶藏資料！燃氣水務行業龍頭股一欄表

一、從公司角度來看

公司介紹：新疆洪通燃氣股份有限公司是一家以提供交通能源及服務為主業的特色鮮明的能源服務企業。主營業務為液化天然氣（LNG）生產、儲運及銷售；投資、建設加氣站等天然氣銷售終端；投資、建設城市燃氣管網及銷售城市居民燃氣等。公司地處新疆，享受"西部大開發"、"西氣東輸"、"一帶一路"等一系列稅收及產業政策支持。

看完洪通燃氣的公司簡介後，下面從亮點入手看看洪通燃氣值不值得投資。

亮點一：氣源充足，比價優勢明顯

由於與資源地近，管道在整個運輸過程中的成本就比較低，新疆的天然氣用氣在價格方面和其他的城市相比有著比較明顯的優勢，因而讓清潔能源利用率、城市及鄉村燃氣的普及率的提高成為可能，並且為洪通燃氣未來擴大LNG、提高用戶戶數、CNG業務布局以及保障戶均用氣量等領域方面鑄造了強大的基礎。並且公司和上游的起源供應商建立起了比較穩定的合作關系，對現有經營及未來發展的氣源供應能起到保障作用。

亮點二：區域市場規模優勢明顯

近年來，在西部地區基礎設施受到國家政策支持日趨完善的情況下，之前限制洪通燃氣業務發展的運輸條件正在逐步進行改善，對洪通燃氣持續發展有重要意義。在中央援疆、「一帶一路」戰略能源互通加快推進的大背景下，洪通燃氣憑借西部大開發重點區域資源儲備充足的優勢，響應國家「一帶一路」整體戰略布局，規劃先行，持續挖掘出潛在的市場空間。因為篇幅有長度規定，關於洪通燃氣的深度報告和風險提示更詳細的情況，我都已經整理好放到研報中了，點擊鏈接就可以閱讀了：【深度研報】洪通燃氣點評，建議收藏！

二、從行業角度看

國務院發展研究中心資源與環境政策研究所發布的《中國天然氣高質量發展報告（2020）》提到，我國天然氣管道建設有所不足，比較之後發現在應急儲備能力建設效益方面是屬於比較低的。儲氣調峰能力需要提升到更高水平。

預計「十四五」期間，中國天然氣基礎設施建設將有序推進。根據《中長期油氣管網規劃》，"十四五"期間中國將推進中俄天然氣東線、西氣東輸四線、西氣東輸五線、川氣東送二線等長輸天然氣管道的建設，並投入更多資源用於加強基礎設施互聯互通，並且重點針對京津冀及周邊地區、長三角、珠三角、東北、海南等地，推動區域管網和支線管網建設。

總之，"碳中和"目標的提出將使風光等綠色能源得到進一步發展，而天然氣高效、靈活的特性可用於彌補其他綠色能源的劣勢，因此從長期看風光的大規模使用將促進天然氣消費的增長。洪通燃氣有希望在碳中和背景下進入穩定增長時期。不過文章與准確情況相比有些滯後，假如想更准確地了解洪通燃氣未來有什麼樣的行情，直接點擊鏈接，有專業的投顧幫你診股，判斷洪通燃氣的估值高低：【免費】測一測洪通燃氣現在是高估還是低估？

應答時間：2021-11-30，最新業務變化以文中鏈接內展示的數據為准，請點擊查看